dissertacao_veloso_2015

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ 
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO 
EM ENGENHARIA MECÂNICA 
 
 
 
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO 
 
 
Otimização da Implantação de Sistemas 
ORC em uma FPSO Brasileira 
Autor: Thiago Gotelip Correa Veloso 
Orientador: Prof. Dr. Christian Jeremi Coronado Rodriguez 
Co-Orietador: Cesar Adolfo Rodriguez Sotomonte 
 
Itajubá, 
Julho de 2015 
 
i 
 
RESUMO: 
A exploração de petróleo offshore tem sido uma parte importante do 
desenvolvimento da indústria mundial de petróleo e gás nas últimas duas décadas. No 
Brasil, a ampliação do uso de FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) será 
determinante para consolidar a exploração das recentes descobertas de petróleo na 
camada pré-sal. FPSO são navios de exploração de petróleo com capacidade para 
processar, armazenar e realizar a transferência de petróleo. A busca pelo aprimoramento 
da eficiência energética na indústria de petróleo avançou consideravelmente, 
principalmente para superar necessidades como o aumento da demanda de petróleo e 
gás, a necessidade da redução da emissão de CO2 e outros gases, e aumento dos custos 
de produção. Esta dissertação tem como objetivo principal avaliar e otimizar o potencial 
energético da implantação de ciclos ORC em uma FPSO Brasileira mediante a 
recuperação de calor residual dos processos da plataforma. Esta abordagem visa 
aumentar a geração de eletricidade na plataforma avaliada, de forma eficiente, reduzindo 
as emissões de calor, e proporcionando um desenvolvimento mais sustentável das 
operações da FPSO. O ciclo Rankine orgânico desponta como uma tecnologia eficiente 
para conversão de calor de baixas e médias temperaturas para geração de eletricidade. 
Neste estudo foi realizado uma análise de todo sistema produtivo de uma FPSO segundo 
dados de operação desta, identificando as fontes de calor residual não aproveitadas nos 
processos. Por meio desta análise, elaborou-se uma avaliação do potencial para 
recuperação de calor destas fontes por meio de ciclos ORC. Para isto, realizou-se uma 
modelagem das unidades produtivas da FPSO, caracterizando cada fonte de calor, 
integrando o ciclo ORC para geração de potência. É apresentado a modelagem 
termodinâmica e exergética para avaliação da implementação do ciclo ORC. Neste 
estudo foi desenvolvido uma otimização multiobjetivo dos parâmetros de operação do 
ciclo ORC, visando a maximização da potência líquida pelo ciclo, e minimização da 
área deste. A partir da análise termodinâmica e exergética, evidenciou-se que a aplicação 
de ciclos ORC para geração de potência, a partir da recuperação de calor, mostrou-se 
bastante favorável aplicados à plataforma estudada. 
Palavras-chave: 
FPSO, Ciclo Rankine Orgânico, Recuperação de Calor Residual. 
ii 
 
Abstract: 
Offshore oil exploration has been an important part of the development of the 
world's oil and gas industry over the past two decades. In Brazil, the expanded use of 
FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) will be crucial to consolidate the 
exploitation of recent oil discoveries in the pre-salt fields. FPSO are oil exploration ships 
with capacity to process, store and provide oil transfer. The search for improvement of 
energy efficiency in the oil industry has advanced considerably, mainly to overcome 
needs such as increasing oil and gas demand, the need for reducing emissions of CO2 
and other gases, and increased production costs. This work aims to evaluate and 
optimize the energy potential of deploying ORC cycles in a Brazilian FPSO by waste 
heat recovery of the platform processes. This approach aims to increase electricity 
generation in the evaluated platform efficiently, reducing heat emissions, and providing 
a more sustainable development of the FPSO operations. Organic Rankine cycle is 
emerging as an efficient technology to lower heat conversion and average temperatures 
for electricity generation. In this study we performed an analysis of the entire production 
system of a FPSO according this operation data, identifying the remaining heat sources 
not utilized in the processes. Through this analysis, we designed the evaluation of the 
potential for heat recovery from these sources through ORC cycles. For this, we carried 
out a modeling of the production units of the FPSO, featuring each heat source, 
integrating the ORC cycle for generating power. It is introduced to thermodynamics and 
exergy modeling to evaluate the implementation of the ORC cycle. In this study a new 
multiobjective optimization of operating parameters of the ORC cycle in order to 
maximize the net power output in the cycle, and minimization of this area. From 
thermodynamics and exergy analysis, it was shown that the application of ORC cycle 
for generating power from the waste heat recovery, proved to be very favorable applied 
to study platform. 
Keywords: 
FPSO, Organic Rankine Cycle, Waste Heat Recovery. 
iii 
 
SUMÁRIO 
 Introdução ......................................................................................... 1 
 Objetivos ........................................................................................... 3 
 Justificativas ...................................................................................... 4 
 Desenvolvimento do trabalho ........................................................... 6 
 Exploração offshore ........................................................................ 11 
 Descrição da FPSO estudada .......................................................... 24 
 Desempenho do Ciclo ORC ............................................................ 35 
 Acionador primário ......................................................................... 45 
 Tempo de vida dos poços ................................................................ 60 
 Demanda energética em FPSO ........................................................ 62 
 Potencial de recuperação de calor ................................................... 68 
 Integração do Ciclo ORC ................................................................ 79 
5.1 Avaliação das propriedades termodinâmicas .................................. 85 
5.2 Avaliação exergética ....................................................................... 91 
5.3 Otimização ...................................................................................... 95 
5.4 Modelagem da integração do ciclo ORC ........................................ 99 
6.1 Avaliação da simulação multiobjetivo .......................................... 105 
6.2 Avaliação Termodinâmica ............................................................ 112 
6.3 Variáveis de decisão ...................................................................... 117 
iv 
 
7.1 Trabalhos futuros .......................................................................... 130 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
v 
 
Lista de Figuras 
Figura 2.1 Tipos de plataformas utilizadas no mundo. .................................................. 8 
Figura 2.2 Ilustração de plataformas marítimas na costa brasileira. .............................. 9 
Figura 2.3 Projeto e fotografia da Plataforma de Mexilhão. ........................................ 10 
Figura 2.4 Imagem de projeto de plataformas semi-submersível. ................................ 10 
Figura 2.5 FPSO P-54................................................................................................... 12 
Figura 2.6 Sistemas industriais de uma FPSO. ............................................................ 15 
Figura 2.7 Resumo da Operação em uma FPSO .......................................................... 16 
Figura 2.8 Sistema de processamento de óleo e gás. .................................................... 17 
Figura 2.9 Imagem de projeto de geração de eletricidade da P-50. .............................23 
Figura 2.10 Descrição dos principais processos em uma FPSO. ................................. 24 
Figura 2.11 Descrição dos processos............................................................................ 26 
Figura 2.12 Planta de processamento de gás. ............................................................... 29 
Figura 3.1 Ciclo Rankine Orgânico. ............................................................................. 34 
Figura 3.2 Inclinação da curva de vapor saturado a) Fluido Isentrópico b) 
Fluido Úmido c) Fluido Seco ....................................................................................... 40 
Figura 3.3 Microturbina para ORC. ............................................................................. 47 
Figura 3.4 a) Expansor Scroll b) Ciclo operacional do Expansor Scroll. ..................... 50 
Figura 3.5 Componentes Expansor Screw.................................................................... 51 
Figura 4.1 Produção de uma FPSO .............................................................................. 61 
Figura 4.2 Uso final de energia em uma FPSO ............................................................ 63 
Figura 4.3 Distribuição das perdas de exergia em uma FPSO. .................................... 65 
Figura 4.4 Destruição de exergia em uma FPSO a) Início da exploração, b)Pico 
da produção, c) Final da vida dos poços. ...................................................................... 66 
Figura 4.5 Resumo da operação na Unidade de Arrefecimento ................................... 70 
Figura 4.6 Sistema de Água Quente ............................................................................. 72 
Figura 4.7 Unidade de Compressão Principal .............................................................. 76 
file:///C:/Users/Particular/Desktop/Otimização%20da%20Implantação%20de%20Sistemas%20ORC%20em%20uma%20FPSO%20brasileira.docx%23_Toc426553353
file:///C:/Users/Particular/Desktop/Otimização%20da%20Implantação%20de%20Sistemas%20ORC%20em%20uma%20FPSO%20brasileira.docx%23_Toc426553354
file:///C:/Users/Particular/Desktop/Otimização%20da%20Implantação%20de%20Sistemas%20ORC%20em%20uma%20FPSO%20brasileira.docx%23_Toc426553354
file:///C:/Users/Particular/Desktop/Otimização%20da%20Implantação%20de%20Sistemas%20ORC%20em%20uma%20FPSO%20brasileira.docx%23_Toc426553362
vi 
 
Figura 4.8 Unidade de Compressão de CO2 ................................................................ 78 
Figura 4.9 Sistema ORC integrado ao Sistema de Geração de Potência ...................... 81 
Figura 4.10 Sistema ORC integrado à Unidade de Compressão Principal .................. 83 
Figura 4.11 Integração ciclo ORC à Unidade de Compressão de CO2. ....................... 84 
Figura 5.1Representação do ciclo ORC ....................................................................... 86 
Figura 5.2 Perfil termodinâmico do fluido no evaporador. .......................................... 88 
Figura 5.3 Turbina a gás SGT-600 ............................................................................. 100 
Figura 5.4 Modelagem das fontes de calor de baixa temperatura. ............................. 102 
Figura 5.5 Caracterização da fonte de calor na compressão de CO2. ......................... 103 
Figura 6.1 Distribuição de resultados recuperação de calor da turbina a gás. ............ 104 
Figura 6.2 Distribuição de resultados recuperação de calor na UCP ......................... 105 
Figura 6.3 Avaliação dos diferentes fluidos de trabalho. ........................................... 106 
Figura 6.4 Fronteira de Pareto da recuperação de calor na UCP. ............................... 107 
Figura 6.5 Fronteira de Pareto dos quatro estágios de compressão de CO2. .............. 109 
Figura 6.6 Fronteira de Pareto da recuperação de calor da turbina a gás. .................. 111 
Figura 6.7 Distribuição das irreversibilidades por equipamento. ............................... 116 
Figura 6.8 Influência da pressão de vaporização na fronteira de Pareto. ................... 118 
Figura 6.9 Influência da pressão de vaporização na fronteira de Pareto na UCC. ..... 119 
Figura 6.10 Efeito do Ponto Pinch na fronteira de Pareto para UCC. ........................ 120 
Figura 6.11 Efeito do Ponto Pinch na fronteira de Pareto para UCP. ........................ 121 
Figura 6.12 Efeito do Ponto Pinch na fronteira de Pareto para RCTG. ..................... 122 
Figura 6.13 Efeito do superaquecimento na fronteira de Pareto para UCP. ............... 123 
Figura 6.14 Efeito do superaquecimento na fronteira de Pareto para RCTG. ............ 123 
Figura 6.15 Efeito do superaquecimento na fronteira de Pareto para UCC. .............. 124 
Figura 6.16 Avaliação da efetividade na fronteira de Pareto para RCTG. ................. 125 
Figura 6.17 Influência da temperatura de saída na geração de potência na RCTG. ... 126 
file:///C:/Users/Particular/Desktop/Otimização%20da%20Implantação%20de%20Sistemas%20ORC%20em%20uma%20FPSO%20brasileira.docx%23_Toc426553382
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file:///C:/Users/Particular/Desktop/Otimização%20da%20Implantação%20de%20Sistemas%20ORC%20em%20uma%20FPSO%20brasileira.docx%23_Toc426553386
file:///C:/Users/Particular/Desktop/Otimização%20da%20Implantação%20de%20Sistemas%20ORC%20em%20uma%20FPSO%20brasileira.docx%23_Toc426553387
file:///C:/Users/Particular/Desktop/Otimização%20da%20Implantação%20de%20Sistemas%20ORC%20em%20uma%20FPSO%20brasileira.docx%23_Toc426553388
vii 
 
Lista de Tabelas 
Tabela 2.1 Características dos Fluxos .......................................................................... 26 
Tabela 2.2 Características dos fluxos da planta de gás. ............................................... 32 
Tabela 3.1 Propriedades fluidos orgânicos. .................................................................. 41 
Tabela 3.2 Características expansores. ......................................................................... 54 
Tabela 3.3 Comparação entre diferentes expansores. .................................................. 55 
Tabela 3.4 Estudo com diferentes protótipos de expansores. ....................................... 57 
Tabela 3.5 Fabricantes ORC ......................................................................................... 59 
Tabela 4.1 Características dos principais fluxos de arrefecimento. ............................. 71 
Tabela 4.2 Características dos principais fluxos térmico. ............................................ 72 
Tabela 4.3 Modos de operação Unidade de Compressão Principal ............................. 74 
Tabela 4.4 Composição dos gases. ............................................................................... 75 
Tabela 4.5 Propriedades do fluxo de gás no trocador P-UC1231001. ......................... 75 
Tabela 4.6 Fluxo de gás Compressão de CO2 .............................................................. 77 
Tabela 4.7 Trocadores de calor Unidade de Compressão de CO2. .............................. 79 
Tabela 5.1 Representação do conceito Recurso-Produto. ............................................ 95 
Tabela 5.2 Propriedades dos fluidos orgânicos selecionados ....................................... 98 
Tabela 5.3 Avaliação da modelagem da turbina a gás. .............................................. 100 
Tabela 5.4 Composição dos gases. ............................................................................. 101 
Tabela 5.5 Características dos fluxos de gás. ............................................................. 102 
Tabela 6.1 Calor disponível das fontes térmicas. ....................................................... 108 
Tabela 6.2 Avaliação da integração do ciclo ORC. .................................................... 112 
Tabela 6.3 Relevância da integração do ciclo ORC na PPG. .....................................113 
Tabela 6.4 Avaliação exergética nas unidades de processamento de gás .................. 114 
Tabela 6.5 Irreversibilidades no ciclo ORC. .............................................................. 115 
Tabela 6.6 Eficiência exergética dos equipamentos do ciclo ORC ............................ 116 
file:///C:/Users/Particular/Desktop/Dissertação_FINAL.docx%23_Toc423933153
viii 
 
Simbologia 
Símbolos 
AT Área total de troca de calor (m2) 
�̇� Exergia (kJ/kg) 
�̇� Calor (kW) 
�̇� Potência elétrica (kW) 
�̇� Vazão molar do fluido de trabalho (kg/s) 
Cp Calor específico (kJ/kgK) 
e Exergia específica (kJ/kg) 
h Entalpia (kJ/kg) 
PP Ponto Pinch (K) 
s Entropia (kJ/kgK) 
T Temperatura (K) 
 
CWO Água arrefecimento condensador ORC 
CW1 Água arrefecimento condensador FPSO 
 
Letras Gregas 
η Rendimento (-) 
μ 
ε Efetividade (-) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ix 
 
Abreviaturas 
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 
BSW Bottom Sediments and Water 
EIA U.S. Energy Information Administration 
FPSO Floating Productions Storage Offloading 
GOR Gas-to-Oil Ratios 
MTD Minimal Temperature Diference 
ODP Ozzone depletion potential 
OPEP Organização dos Países Produtores de Petróleo 
ORC Ciclo Rankine Orgânico 
PPG Planta de Processamento de Gás 
RCTG Recuperação de Calor de Turbina a Gás 
TLP Tension Leg Platforms 
UCC Unidade de Compressão de CO2 
UCP Unidade de Compressão Principal 
WEO World Energy Outlook 
WOR Water-to-Oil Ratios 
Subscritos 
0 Referência 
f Fonte 
e Entrada 
s Saída 
vc Volume de controle 
c Compressor 
t Turbina 
b Bomba 
evp Evaporador 
is Isentrópico 
tot Total 
d Destruída 
exg Exergético 
n Líquida 
 
x 
 
Sobrescritos 
ph Física 
ch Química 
Kn Cinética 
pt Potencial 
M Mecânica 
T Térmica 
R Recurso 
P Produto 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
 Introdução 
 
 Introdução 
Petróleo e gás natural continuam sendo a principal fonte de energética mundial, 
pelo seu uso final bastante diverso é também uma fonte fundamental de insumos. 
Segundo estudos da IEA 2014 a demanda por petróleo continuará aumentando no 
período projetado de 2013-2019. O aumento da demanda por petróleo acompanha uma 
tendência cíclica que é paralela à recuperação econômica mundial, e é o que se observa 
no cenário mundial atual, seguindo recuperação econômica após o fim da última década. 
O uso do petróleo, como há algum tempo é previsto, tem um princípio de queda 
principalmente nos países desenvolvidos, mesmo sendo estes os maiores consumidores 
mundiais. Porém essa queda é mais que compensada no resto do mundo principalmente 
pelos países em crescimento econômico e industrial. Segundo previsão da IEA 2014 
dentro de uma expectativa de cinco anos, os países em economia emergente e recém 
industrializados, superarão pela primeira vez os países desenvolvidos em consumo de 
petróleo, e está tendência se manterá após o período. 
Embora o petróleo seja geralmente considerado com fonte de energia, é 
também utilizado em larga escala para fins não energéticos, como na produção 
petroquímica. Os usos não energéticos do petróleo estão de fato a aumentar rapidamente 
e a previsão é que esse crescimento seja mantido. 
Neste cenário de crescimento da demanda de petróleo e gás, o Brasil será, dos 
países não-OPEP1, a segunda maior fonte do crescimento da oferta nos próximos cinco 
anos, atrás da América do Norte, aumentando sua produção de 2,1 mb/d em 2013 para 
3,1 mb/d em 2019. 
Dentro destas perspectivas as plataformas offshore têm sido usadas para 
expandir a exploração e processamento de petróleo e gás no país, como acontece em 
outras regiões do mundo. As unidades FPSO (Floating Productions Storage Offloading) 
conceitualmente unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência, se 
 
1 Países que não constituem a OPEP (Organização Países Produtores de Petróleo), organização 
intergovernamental permanente, composta atualmente por onze países cujo objetivo é coordenar e unificar 
as políticas de petróleo entre os países membros, a fim de regular a oferta e preço do petróleo. 
2 
 
tornaram uma das formulações mais comercialmente viáveis para exploração de jazidas 
de petróleo em águas profundas. 
Segundo Kocaman (2008), a produção offshore tem sido uma parte importante 
do desenvolvimento da indústria de petróleo e gás durante as últimas duas décadas. 
Cerca de 33% da produção mundial de petróleo em 2007 foi obtida a partir de 
plataformas offshore, e sua contribuição é projetada para ser relativamente estável até 
2035. 
Considerando-se que mais de 45% dos recursos de petróleo atualmente 
conhecidos estão localizados no fundo do mar e cerca de um quarto desses recursos 
corresponde a águas profundas (regiões com profundidade de 400 metros ou mais), um 
crescimento de produção de 81% é estimado para este tipo de campos (IEA, 2012). Nota-
se que essa expectativa expressiva é prevista mesmo considerando as dificuldades 
técnicas e custos elevados inerentes à exploração de petróleo em locais remotos 
Fatores econômicos e de crescimento populacional sempre foram 
tradicionalmente os principais fatores de elevação da demanda por petróleo, mas no 
futuro, podem ser parcialmente minimizados pelo crescente desenvolvimento e 
concorrência dos combustíveis renováveis, tecnologias eficientes e políticas ambientais 
mais sólidas. 
A busca e o aprimoramento da eficiência energética na indústria de petróleo 
avançaram bastante principalmente para superar necessidades como o aumento da 
demanda de petróleo e gás, a necessidade da redução da emissão de CO2 e outros gases, 
e aumento dos custos de produção. 
Esta dissertação visa a utilização de ciclos ORC na recuperação de calor residual 
de processos de uma FPSO brasileira para geração de energia elétrica, permitindo 
aumentar a geração de eletricidade de forma eficiente, reduzir as rejeitosde calor, e 
proporcionar um desenvolvimento sustentável nestas plataformas. 
O ciclo Rankine orgânico desponta como uma tecnologia eficiente para 
conversão de calor de baixas e médias temperaturas para geração de eletricidade. Os 
fluidos de trabalho em um ciclo ORC apresentam baixo ponto de ebulição e um calor 
latente de vaporização inferior ao da água, permitindo uma evaporação a temperaturas 
mais baixas, o que proporciona melhor aproveitamento do calor cedido pela fonte 
3 
 
quente, e evidencia seu uso para o aproveitamento de fontes de baixas e médias 
temperaturas. 
As principais fontes de calor residual no processo de exploração de petróleo 
offshore, por plataformas FPSO, e o potencial para aproveitamento destas por meio do 
ciclo ORC, são avaliadas e discutidas neste estudo. 
 Objetivos 
 
1.2.1 Objetivo geral: 
Avaliar e otimizar o potencial energético da implantação de ciclos ORC em uma 
FPSO Brasileira mediante a recuperação de calor residual dos processos da plataforma. 
1.2.2 Objetivos específicos: 
 Análise e modelagem do sistema produtivo em uma unidade 
FPSO brasileira; 
 Avaliação do potencial de recuperação de calor para geração 
de energia elétrica na plataforma estudada; 
 Modelagem termodinâmica do ciclo ORC; 
 Otimização do ciclo ORC. 
 Avaliação termodinâmica e exergética da integração do ciclo 
ORC às fontes avaliadas. 
 
 
 
 
 
 
 
4 
 
 Justificativas 
Nos últimos anos as políticas e organizações industriais passaram por um 
amadurecimento que resultaram em modificações de tendências globais em relação ao 
uso da energia. A sustentabilidade dos processos produtivos passa a vincular-se a uma 
busca por melhoria da eficiência energética, atendendo simultaneamente a objetivos 
econômicos, de segurança energética e ambientais. 
Segundo (PINHO; SILVA, 2013) a incorporação pelos países desenvolvidos de 
políticas setoriais para aumento da eficiência energética acarretará em umadiminuição 
da taxa crescimento da demanda por energia. Porém a dinâmica do mercado será ditada 
pelas economias emergentes, que responderão por mais de 90% do aumento da demanda 
mundial de energia primária. 
Desta forma, a demanda mundial por petróleo crescerá de 87 mb/d em 2011 para 
101 mb/d em 2035, influenciada principalmente pelos setores de transporte e 
petroquímica. Neste panorama o Brasil se tornará grande exportador de petróleo, sendo 
responsável por 1/3 do crescimento da oferta global de petróleo em 2035. 
Segundo o WEO 2013 a demanda por gás natural também aumentará, devido a 
disponibilidade de recursos, aos preços competitivos em relação aos derivados de 
petróleo e às vantagens ambientais em comparação com o petróleo e o carvão. A 
participação do gás natural na matriz energética mundial passará de 21% em 2011 para 
24% em 2035. O Brasil figurará como grande produtor de gás devido suas reservas de 
gás associado offshore no pré-sal e em campos menores de gás onshore. 
 No Brasil, a ampliação do uso de FPSO deve-se as recentes descobertas de 
petróleo na camada pré-sal. Grandes esforços são realizados no caminho da superação 
tecnológica e desenvolvimento da engenharia nacional, com vistas aos desafios 
existentes na exploração e produção de petróleo e gás natural em águas ultra profundas 
e distantes da costa. 
Segundo SHIMAMURA (2002) FPSO’s têm sido utilizadas há anos em áreas 
remotas offshore sem infraestrutura de dutos. No entanto, eles tornaram-se ainda mais 
importante com o impulso da indústria offshore a águas cada vez mais profundas. Estão 
previstas a construção de pelo menos quarenta plataformas marítimas e o incremento de 
cem por cento na produção nacional de hidrocarbonetos até 2020 segundo o Plano de 
5 
 
Negócios 2010-2014, PETROBRAS. Isto significa grandes oportunidades tecnológicas 
que permeiam esse planejamento. 
 Uma das características marcantes das plataformas marítimas modernas é a 
eletro-intensidade. Nas unidades recém construídas o consumo médio de eletricidade 
pode chegar a 80 MVA, para uma produção correspondente de 180 mil barris de petróleo 
por dia (mbp/d), (THOMAS et al., 2001). Considerando os critérios de projeto de 
confiabilidade, a capacidade instalada atinge a potência de 120 MVA, (OLIVEIRA, 
2013). O aumento da eficiência energética do processo é vital para a produção. 
A inserção de novos sistemas industriais e equipamentos em plataformas 
marítimas de produção devem obedecer algumas restrições técnicas. Quesitos como 
tamanho, peso, frequência de manutenção, resistência às intempéries, disponibilidade e 
requisitos legais são exemplos comuns dessas restrições. Contudo, a utilização de fontes 
renováveis de energia, assim como medidas de eficiência energética, deve ser 
maximizada de forma a tornar a cadeia de Exploração e Produção (E&P) de petróleo e 
gás natural mais sustentável. A evolução dessa iniciativa permeia a regulação do setor e 
está alinhada com as iniciativas globais de diminuição da poluição. 
O calor residual, ou seja, a energia não aproveitada, representa uma parcela 
considerável do total da energia contida nas fontes primárias de energia utilizadas. 
Segundo HUNG et al. (1997) o calor residual representa cerca de 50% ou mais de todo 
calor gerado em processos industriais. Devido à ineficiência do aproveitamento deste 
calor residual por métodos convencionais, este calor residual é geralmente descartado 
no ambiente tornando-se um problema ambiental devido poluição térmica. 
Esta forma de perda de energia é encontrada em todos os estágios de um 
processo, como ineficiência da geração, transmissão e durante a utilização final da 
energia. GALANIS et al. (2009) apresenta que no Canadá, os principais segmentos 
industriais rejeitam em torno de 70% do total de energia primária consumida. 
A possibilidade do uso eficiente dos recursos energéticos, além de possuir 
sistemas menores com ótimo desempenho econômico demonstram uma das vantagens 
do ciclo ORC. Esta tecnologia é atualmente um dos sistemas térmicos mais usado para 
recuperar calor de baixa temperatura que se encontra comercialmente disponível para 
sistemas entre 200 – 4000 kW. 
6 
 
Deste modo, este trabalho visa a integração do ciclo ORC aos processos de uma 
plataforma offshore de produção de petróleo e gás natural, do tipo navio flutuante 
(FPSO). A metodologia a ser apresentada neste estudo avalia a recuperação de calor 
para geração de eletricidade em FPSO, levando em consideração um compromisso entre 
performance e compactabilidade do ciclo ORC avaliado. 
 Desenvolvimento do trabalho 
 
1. Introdução: Neste capítulo são apresentadas as condições gerais a 
respeito da proposta de estudo dessa dissertação, seus objetivos, justificativas 
e conteúdo do trabalho; de forma a evidenciar a pertinência da implantação de 
um ciclo Rankine em plataformas FPSO, sob a perspectiva da importância do 
uso eficiente da energia. 
2. Descrição e Operação de uma FPSO: Neste Capítulo é apresentado uma 
revisão da literatura a respeito das principais características de operação de 
plataformas FPSO e seus processos produtivos. Diferentes formas de 
exploração de petróleo e gás offshore são demonstradas. É avaliado também 
um aprofundamento a respeito dos fluxos produtivos da FPSO avaliada nesta 
dissertação. 
3. Ciclo Rankine Orgânico: Neste Capítulo é exposta uma revisão a respeito 
do ciclo Rankine orgânico, tendo em consideração suas particularidades e 
aplicações. São apresentados os principais critérios de avaliação do fluido de 
trabalho e análise da performance do ciclo, segundo as metodologias propostas 
na literatura. 
4. Implantação do sistema ORC em uma Plataforma: No Capítulo 4 são 
apresentados os critérios investigados para implantação de sistemas ORC numa 
FPSO. Realizou-se uma análise minuciosa dos processos de exploração 
offshore de petróleo e gás, e da plataforma objeto de estudo, permitindo estimar 
o calor residual dos processos de produção. Desta avaliação determinou-se as 
unidades produtivas da plataforma que serão investigadas a integração do ciclo 
ORC. 
5. Metodologia: Neste capítulo é apresentado o equacionamento para a 
avaliação das propriedades termodinâmicas dos fluidos de trabalho, além dos 
7 
 
balanços de massa de energia, e de exergia para cada equipamento do ciclo 
termodinâmico. É demonstrado também a metodologia da otimização 
empregada neste estudo. A modelagem da integração dos ciclos ORC nas 
unidades de interesse é apresentada permitindo verificar o aproveitamento das 
fontes de calor residual. 
6. Resultados: Neste capítulo é apresentado o conjunto de soluções ótimas, 
configurações do ciclo ORC, fluidos de trabalhos e parâmetros de projeto que 
otimizam o desempenho do sistema térmico do ponto de vista da maximização 
da potência e minimização da área do ciclo, para cada uma das fontes de calor 
avaliadas. A avaliação termodinâmica para condição de maior geração de 
potência é apresentada para cada análise de integração do ciclo ORC. 
7. Conclusões: Neste capítulo apresenta-se as conclusões obtidas do estudo 
realizado, assim como sugestões de trabalho futuro. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
 Descrição e operação de uma FPSO 
O petróleo bruto tem sua formação através da decomposição de matéria orgânica 
através de uma série de transformações a certas pressões e temperaturas dependendo da 
profundidade a que se encontra. A única maneira de extraí-lo da bacia sedimentar em 
que é formado e retido, é por meio de perfuração. 
O planejamento de desenvolvimento da produção determina o tipo de plataforma 
e os processos industriais que serão construídos para produzir petróleo e gás natural de 
um determinado campo. As diversas opções técnicas disponíveis de plataformas 
marítimas devem atender as condições do reservatório (pressão e temperatura), as 
características físico-químicasdos hidrocarbonetos (nível API e existência de 
contaminantes) e as características de localização dos poços (profundidade, correntes 
marítimas e distância da costa) (FALTINSEN, 1998). 
A Figura 2.1 ilustra diversos tipos de plataformas marítimas utilizadas 
mundialmente para a lavra de hidrocarbonetos. 
 
Figura 2.1 Tipos de plataformas utilizadas no mundo. 
Adaptado de: (LEFFLER et al., 2003) 
 
No Brasil as principais plataformas marítimas utilizadas são as plataformas fixas, 
as semi-submersíveis e as FPSO, Figura 2.2. 
9 
 
 
Figura 2.2 Ilustração de plataformas marítimas na costa brasileira. 
As plataformas do tipo fixa se destinam a águas rasas, com lâmina d’água até 
200 m. Foram as primeiras unidades de produção utilizadas no mundo, uma vez que as 
primeiras descobertas de jazidas no mar foram em profundidades menores. Este tipo de 
plataforma é projetado para uma determinada locação onde permanece até o 
esgotamento da jazida, pois não pode ser transferida para outro campo. A vida média 
útil de um reservatório de petróleo é de 30 anos, podendo ser menor ou maior, 
dependendo de diversos fatores, como tamanho do reservatório e porosidade da rocha 
armazenadora (OLIVEIRA, 2013). 
As plataformas do tipo semi-submersíveis (SS), Figura 2.3e Figura 2.4, são 
compostas de vários conveses, apoiados por colunas em flutuadores submersos, pouco 
abaixo do nível do mar. Também são conhecidas, em língua inglesa, como FPS (Floating 
Production System). Essas plataformas são projetadas para realizar operações de 
produção de hidrocarbonetos, processamento e transferência do óleo (offloading). 
Contudo, não permitem armazenamento de petróleo. 
10 
 
 
Figura 2.3 Projeto e fotografia da Plataforma de Mexilhão. 
Adaptado de (PETROBRAS) 
 
Figura 2.4 Imagem de projeto de plataformas semi-submersível. 
Adaptado de (FALTINSEN, 1998). 
 
11 
 
Não existe limite máximo de lâmina d’água para sua instalação, uma vez que 
flutua na superfície. Esse tipo de plataforma mantém seu posicionamento geográfico 
através de ancoragem ou através de motores de propulsão automática, o sistema de 
posicionamento dinâmico (somente para sondas e sistemas de testes de longa duração), 
(OLIVEIRA, 2013). 
Os navios plataforma, também conhecidos em língua inglesa como FPSO 
(Floating, Production, Storage and Offloading), são navios de produção com capacidade 
para processar, armazenar e realizar a transferência de petróleo. Estas unidades serão 
apresentadas a seguir. 
 Exploração offshore 
Os primeiros sistemas FPSO’s foram instalados no campo de exploração de 
petróleo Ardjuna na Indonésia 1974, no campo de Castellon na Espanha e no campo de 
Garoupa no Brasil em 1976. Durante a década de 1980 e até meados da década de 1990, 
o aumento do número de instalações FPSO foi lento, e o sistema foi usado 
principalmente para fins de produção temporárias iniciais, até que as instalações 
permanentes foram instaladas. O sistemas iniciais de FPSO foram limitados a águas 
rasas (menos de 150 metros de profundidade) e ambientes mais amenos 
(SHIMAMURA, 2002). 
Durante meados da década de 1990 o desenvolvimento tecnológico e maior 
reconhecimento das vantagens de funcionamento do sistema FPSO para aplicações em 
águas mais profundas e em ambientes mais severos, proporcionaram um crescimento 
significativo do número de sistemas FPSO (SHIMAMURA, 2002). 
A Figura 2.5 ilustra a fotografia de um navio plataforma instalado na Bacia de 
Campos, em área com profundidade de 1.400 metros e com sistema de ancoragem 
distribuída. O sistema de produção nesse exemplo conta com 17 poços, dos quais 11 são 
produtores de petróleo e gás natural, e 6 injetores de água. A produção de petróleo 
estimada da embarcação é de 180 mil barris por dia e capacidade de comprimir até 6 
milhões de metros cúbicos diários de gás natural. (OLIVEIRA, 2013) 
12 
 
 
Figura 2.5 FPSO P-54 
Sistemas FPSO possuem várias características que oferecem vantagens no 
desenvolvimento do campo petrolífero, e estes são descritos por SHIMAMURA (2002), 
a seguir: 
 Adaptabilidade para a profundidade da água: 
Uma característica da exploração flutuante de petróleo é sua adaptabilidade para 
uma ampla gama de profundidades de água. O conceito de um sistema FPSO foi 
introduzido em 1974, em lâmina d’agua de 43 metros, enquanto os sistemas FPSO 
atualmente já operam em profundidades de 1.400 metros. O aumento dos custos para 
atracação de um FPSO em águas ultra-profundas (1.500-3.000 metros) é menor do que 
estruturas fixas convencionais ou plataformas TLPs (Tension Leg Platforms). 
 Menor tempo para implantação: 
A construção de sistemas FPSO, incluindo a integração das instalações do 
processo, é realizada em estaleiros, e é concluído antes de deixar o local. Esta 
aproximação minimiza o tempo de construção uma vez que a fabricação das instalações 
é feita em paralelo, e de forma independente, à construção ou adaptação do navio. 
13 
 
Portanto, o tempo de ciclo do projeto (período compreendido entre a aprovação 
do projeto e a primeira extração) é muito mais curto, e há menos risco de não se manter 
com a programação do que com estruturas fixas e com algumas TLPs que têm de ser 
finalizadas perto da costa ou no mar 
 Auto-suficiencia: 
Como as FPSO possuem uma capacidade de armazenamento embutida nos 
tanques de carga, pode-se evitar a construção de longos e carosóleodutos. Portanto, um 
campo petrolífero remoto, onde não há redes de óleodutosnas proximidades, pode ser 
explorado por um sistema FPSO com menor gasto de capital, e o retorno do 
investimento é acelerado. 
 Móveis e relocáveis: 
Uma vez esgotado o reservatório de óleo, um sistema FPSO pode facilmente ser 
transferido para outro campo a um custo menor. Isso exige apenas a desconexão dos 
sistemas de extração do óleo e do sistema de amarração da unidade. 
Após modificações mínimas ou algumas reestruturações, a unidade FPSO pode 
ser instalado no próximo campo de petróleo conectando-se ao sistema de amarração 
instalado neste novo campo. Esta característica propicia grande vantagem financeira 
para o operador, já que o custo da embarcação e suas instalações podem ser alocados a 
vários projetos, o que aumenta a economia da exploração de campos marginais. 
 Mercado de petróleo bruto expandida: 
Com o uso da FPSO, existe uma distinta vantagem que é a capacidade de vender 
o petróleo bruto para diferentes mercados, e assim, ser capaz de obter o melhor preço 
bruto por barril de acordo com as variações atualizadas do mercado. O uso de 
óleodutoscomo mecanismo de escoamento, muitas vezes dita onde o produto deve ser 
vendido, e nem sempre será a melhor condição de venda. 
 Armazenamento separado: 
Os tanques de carga no sistema FPSO permitem o armazenamento separado de 
vários óleos brutos de diferentes poços de petróleo no mesmo navio, portanto, pode 
14 
 
evitar problemas de penalidades de preços associados a diferença da qualidade da 
mistura crua. 
2.1.1 Descrição dos processos 
A atividade de extração de petróleo implica na retirada de diversos materiais 
como gases, água, areia e sal em conjunto com o fluido do poço. Estas impurezas devem 
ser removidas do petróleo bruto antes de serem processados em refinarias ou usados 
como combustíveis. 
Isso configura o principal objetivo da unidade de produção FPSO, que consiste 
em separar o fluido da jazida de exploração em petróleo, gás e água. Posteriormente 
cada um destes fluxos passará por uma série de operações de maneira que satisfaçam as 
especificações até seu uso final, que podem ser entre outros, exportação, tratamento para 
uso no processo ou eliminação. 
Petróleo por si só, possui em sua composição baixo teor de água e pequena 
quantidade de hidrocarbonetos leves, porém seu processo de extração ocorre juntamente 
com água e gases. A separação offshore dessas três fases é necessária para maximizar a 
produção de petróleoe minimizar seu teor de gás e água, por questões econômicas e por 
requisitos do processo de produção (SVALHEIM et al., 2003). 
Fatores como as propriedades termofísicas do petróleo, composição química, 
porcentagem de gás por óleo (Gas-to-Oil Ratios, GOR), porcentagem de água por óleo 
(Water-to-Oil Ratios, WOR), propriedades do reservatório (exemplo: temperatura, 
pressão, permeabilidade) pode variar extremamente de um campo para outro, 
influenciando o regime e as condições da planta de produção. 
Estas diferenças implicam em distintas considerações técnicas (níveis de pressão 
e temperatura) e opções tecnológicas (exemplos: número de trens, exportação do gás, 
configuração do sistema) que se aplicam para diferentes casos. Além disso, os fluxos de 
produção variam significativamente com o tempo, afetando o desempenho da planta 
(SVALHEIM et al., 2003). 
Segundo OLIVEIRA (2013), as plataformas marítimas são compostas de 
diversos sistemas e processos industriais, que funcionam de forma integrada em um 
complexo sistema de gerenciamento operacional. Cada sistema ou processo cumpre um 
15 
 
papel específico na operação da planta de processo e tem características próprias de 
criticidade, confiabilidade e operacionalidade. A Agência Nacional de Petróleo, Gás 
Natural e Biocombustíveis (ANP) determina que esses sistemas sejam descritos por 
instalação, conforme ANP (2015). Cada sistema pode ser construído em módulos 
paralelos e depois serem integrados. A confiabilidade de alimentação de eletricidade 
para cada sistema depende de sua criticidade para o processo e segurança operacional. 
A Figura 2.6 exibe fotografia de instalação de navio plataforma, com destaque 
aos sistemas industriais e módulos de processo. 
 
Figura 2.6 Sistemas industriais de uma FPSO. 
Modificado de: (OLIVEIRA, 2013) 
Na Figura 2.7, é apresentado um resumo da operação em uma FPSO. 
16 
 
 
Figura 2.7 Resumo da Operação em uma FPSO 
 
17 
 
Basicamente o óleo cru é extraído em um ou mais poços e transferido para o 
complexo da plataforma através de uma rede de dutos e um sistema de coletores. Na 
unidade de separação o fluxo é separado em óleo, água e gás. 
O óleo separado passa por um processo de tratamento inicial e é enviado aos 
tanques do navio. As plataformas FPSO são equipadas com sistemas de armazenamento 
que correspondem a grandes tanques onde o óleo é armazenado no convés, até que seja 
enviado à navios petroleiros, ou diretamente para o continente via dutos. 
O gás separado é recomprimido passa por um processo de desidratação, 
necessário para prevenir problemas de corrosão nas tubulações de gás e para atingir 
especificações do processo, e em seguida sofrerá distintos processos de acordo com seu 
uso final. O sistema de recompressão deve proporcionar pressão suficiente ao fluxo de 
gás de acordo, a fim de realizar qualquer uma das operações de seu uso final, que em 
geral pode ser destinado à exportação, utilizado na operação de lifting, re-injetado e 
utilizado no processo de geração de potência. Os flares funcionam como medida de 
segurança da plataforma. Estes processos serão descritos no decorrer do estudo. 
A Figura 2.8 exibe uma planta de processamento primário de óleo e gás natural, 
com o flare em funcionamento no último plano. 
 
Figura 2.8 Sistema de processamento de óleo e gás. 
Adaptado de (OLIVEIRA, 2013) 
18 
 
 A água é amplamente utilizada no processo offshore de extração de petróleo, e 
nas operações distintas de uma FPSO. Dentre os produtos intermediários do processo 
de separação inicial, o fluxo de água residual é destinado ao sistema de tratamento. Esta 
água é tratada de acordo com normas restritas, podendo ser utilizada em outros processos 
da FPSO de acordo com as especificações de cada operação, ou descartadas no mar. 
A água diretamente do mar pode ser injetada nos poços de extração, no processo 
de re-injeção, no entanto este fluxo sofre uma série de tratamentos específicos de 
purificação de acordo com requisitos ambientais, legais e de operação. A água do mar 
também é utilizada nos processos de troca de calor. 
Os subsistemas e operações mais comuns nas atividades de uma FPSO são 
descritos a seguir. 
2.1.1.1 Processamento do óleo 
 Sistema de Extração 
O sistema de produção de um FPSO inicia-se na extração do óleo cru, em cada 
um dos poços de produção. Esta etapa conta com pelo menos uma válvula de 
estrangulamento. A abertura da válvula determina o fluxo do óleo bruto e permite um 
controle aproximado da taxa de esgotamento do poço. 
Quando o escoamento de dois ou mais poços estão interligados à planta de 
produção, é necessário a instalação de um sistema de dutos denominados distribuidores, 
com o objetivo de permitir que o fluxo de qualquer um dos poços possa ser isolado e 
desviados para o sistema de produção de teste. (TORRES, 2014) 
O sistema de produção de teste conta com coletores e separadores de teste não 
opera de forma constante. Em alguns momentos parte dos fluxos são desviados para este 
sistema também com objetivo de permitir análises do fluxo de hidrocarbonetos. 
(NGUYEN; JACYNO; et al., 2014) 
 Separação 
O processo seguinte ao sistema de coleta é o Sistema de Separação. Nesta etapa 
ocorre uma separação grosseira do fluxo em gás, água e óleo. Esta operação ocorre por 
gravidade, pela diferença de densidade da fase líquida, o óleo e a fase gasosa. O 
19 
 
aquecimento do fluxo inicial promove essa separação até um certo grau, dependendo da 
composição e da quantidade de água no óleo. O aumento da temperatura acarreta em 
maior eficiência da separação. 
Geralmente, esta operação é realizada em múltiplos estágios de pressão com a 
finalidade de estabilizar a grande quantidade de moléculas de hidrocarbonetos leves na 
fase de óleo. Em um determinado separador, uma pressão mais elevada favorece a fase 
líquida, mas incorpora componentes muito leves no óleo que serão perdidos no 
armazenamento à pressão atmosférica. Por outro lado, uma pressão mais baixa favorece 
a perda de componentes médios, através da saída de gás. 
 Sistema de Tratamento do Óleo: 
O objetivo desta operação é reduzir o teor de água do óleo até atingir o requisito 
para venda, geralmente avaliado pelo indicador BSW (Bottom Sediments and Water), 
que corresponde à razão volumétrica de água extraída junto com o óleo cru dos poços. 
Geralmente este indicador, expresso em porcentagem, deve ser menor que 1% para 
venda do óleo. 
Isto implica na maioria das vezes no aquecimento da corrente de óleo e, por 
vezes, a aplicação de campos eletrostáticos. O grau de aquecimento e tratamento 
eletrostáticos depende da tendência para formar emulsões estáveis entre o óleo e água. 
Esta etapa é habitualmente realizada a uma pressão ligeiramente mais elevada que a 
atmosférica, a fim de promover a estabilização do vapor, (TORRES, 2014). 
 Exportação do óleo: 
O óleo separado nos processos anteriores, entra no sistema de bombeamento e 
exportação do óleo, onde é misturado com o óleo condensado e removido em outras 
etapas da planta. Em seguida é resfriado, gradualmente bombeado, armazenado e 
exportado para costa. O sistema de armazenamento de óleo nos FPSO correspondem a 
tanques incorporados à unidade, onde o óleo é estocado antes de ser exportado, 
(NGUYEN et al., 2012; TORRES, 2014). 
2.1.1.2 Planta de Processamento de Gás (PPG) 
O gás proveniente da unidade de separação e o gás recuperado no sistema de 
bombeamento do óleo é conduzido ao sistema de re-compressão. A temperatura do fluxo 
de gás é reduzida através de trocadores de calor, e o condensado é separado e removido 
20 
 
por um processo de lavagem, que resulta em um gás relativamente seco, que é então re-
comprimido. O condensado dos Scrubbers é misturado ao óleo cru na entrada dos 
separadores, enquanto o gás pressurizado é enviado ao processo de Purificação do Gás, 
(NGUYEN et al., 2012). 
 Desidrataçãodo gás: 
Após a unidade de re-compressão, é necessária uma etapa de desidratação para 
prevenir problemas de corrosão nas tubulações de gás, e para atender as especificações 
de venda ou injeção. Um processo adicional (flash) é necessário para reduzir o teor de 
hidrocarbonetos pesados. 
A desidratação do gás em plataformas off-Shore é convencionalmente obtido por 
um sistema de absorção / adsorção por glicol ou outro agente de desidratação como 
metanol. Dependendo da pressão do gás disponível e o seu conteúdo de água, um estágio 
de compressão intermediária é requerido antes desta operação. 
O gás com alta umidade entra na parte inferior de uma coluna de absorção, e 
água é captada por glicol líquido por absorção física. A mistura água/glicol e gás, é 
destinada a um separador flash a pressões intermediárias para minimizar a quantidade 
de gás natural arrastado na circulação do glicol. 
A mistura de gás natural glicol-água entra em um separador flash a uma pressão 
intermédia para minimizar a quantidade de gás natural arrastada com o glicol circulante. 
Em seguida, é pré-aquecido para facilitar a separação de glicol-água na coluna de 
adsorção. Uma pequena fracção de gás natural seco é enviada para a extração, a fim de 
aumentar a pureza molar de glicol para 99,9%. Glicol regenerado é bombeado para o 
absorvedor de pressão e aquecido até assegurar uma diferença de temperatura mínima 
de 20◦C com a corrente de gás natural que entra no sistema, (ABDEL-AAL et al., 2003; 
PLISGA, 2004; RYBA, 2005). 
 Compressão do Gás para Lifting e Exportação 
Uma primeira fracção do gás seco pode ser usada para lifting, o qual consiste na 
injeção de gás a alta pressão dentro do reservatório através dos poços de petróleo para 
aumentar a recuperação de petróleo bruto. O gás de elevação (lifting) é resfriado e limpo 
para remover mais hidrocarbonetos pesados e para diminuir as exigências de energia 
21 
 
dos compressores. Uma segunda fracção do gás seco também é arrefecido e comprimido 
antes de ser enviado para o continente através de uma rede de gasoduto. (NGUYEN et 
al., 2012). 
Estas operações são detalhadascomo segue: 
- Exportação: 
Quando possível, a maior parte do gás separado é vendido e exportado para o 
continente através de gasodutos. A capacidade dos compressores, e, por conseguinte, o 
seu consumo de energia depende do fluxo de gás e a queda de pressão através das linhas. 
É comum encontrar linhas submarinas de gás de até 200 km de extensão, 
(WILKINSON, 2006). 
-Lift: 
Esta operação trata de aumentar a quantidade de gás produzido com óleo através 
da injeção de gás diretamente na coluna de fluxo do poço, ao invés de para dentro do 
reservatório. O lifting é conseguido por meio do uso de válvulas especiais configuradas 
para várias profundidades, e em seguida, controlar a quantidade de gás que entra na 
corrente do fluxo. O aumento na razão gás/óleo reduz a pressão necessária para conduzir 
o óleo para a superfície, (WILKINSON, 2006). 
-Re-Injeção: 
Este procedimento é uma forma de conseguir uma recuperação suplementar de 
petróleo mantendo a pressão do reservatório por meio da injeção de gás natural através 
de poços estrategicamente posicionados no campo de extração. Esta técnica reforça a 
unidade principal de extração o maior tempo possível. 
2.1.1.3 Sistema de Uso de Água 
No processo de tratamento da água residual do processo, partículas de 
hidrocarbonetos suspensas e dissolvidas na água são removidas utilizando hidro 
ciclones. O sistema de tratamento da água residual retira do fluxo de água os resíduos 
de óleo e sólidos, a fim de atender as especificações para serem descartadas no mar. 
Normalmente esta operação é realizada por processos de sedimentação, desaeração e 
outros equipamentos. 
22 
 
O processo de re-injeção de água consiste na injeção de água no reservatório de 
extração do petróleo para manter a pressão deste, e proporcionar uma recuperação 
secundária do óleo. A potência consumida por este sistema depende da profundidade de 
injeção e o fluxo de água necessário. Geralmente várias fases de bombeamento são 
necessárias para atingir o aumento de pressão requerida. 
O processo de tratamento da água de re-injeção, deve atender a vários requisitos 
específicos de qualidade para evitar a corrosão de tubulações e formação de bactérias 
devido a sedimentos, sulfetos e compostos oxigenados. A qualidade da água é garantida 
por unidades de filtragem e torres de desaeração antes de ser bombeada e injetada para 
dentro do reservatório de petróleo, (PUNTERVOLD; AUSTAD, 2007) . 
 Sistema de filtros 
Este sistema retém partículas menores que das etapas de filtragem anteriores, e 
é realizado por meio de membranas, carvão ativado e outros meios filtrantes. A 
finalidade do sistema de filtragem é para atender os requisitos de especificações de água, 
a fim de ser injetado de volta para o reservatório. 
É comum que seja realizado o processo de tratamento e filtragem usando 
diretamente a água do mar, e descartando totalmente a água de residual dos processos, 
(TORRES, 2014). 
 Sistema de desaeração 
Este sistema remove o gás dissolvido da água filtrada, a fim de evitar o 
crescimento de bactérias aeróbias que podem favorecer um colapso do reservatório. 
2.1.1.4 Sistema Auxiliares e Sistema de Utilidades 
 Geração de Potência 
O sistema de geração de energia elétrica normalmente é do tipo isolado, ou seja, 
não está interconectado ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Devido a requisitos 
técnicos de peso e dimensões, e dependendo das necessidades de utilidades do processo 
industrial, os sistemas de geração de energia elétricos mais utilizados em FPSOs são: 
 • Turbina a gás aero derivada (de 3 a 40MVA); 
23 
 
• Turbina a vapor (de 2 a 25MVA); 
 • Motor a combustão interna (de 0,3 a 20 MVA); 
• Banco de baterias (até 350 kVA). 
A energia elétrica necessária para os diferentes módulos do processo é 
normalmente produzida por turbinas a gás operando diretamente no local. A seleção da 
turbina é feita considerando a demanda máxima de potência para operação da 
plataforma. No entanto, por questões de confiabilidade e de modo a evitar quedas de 
energia, a geração normalmente é dividida entre várias turbinas operando em carga 
parcial, o que implica operar fora do ponto de maior eficiência. 
A Figura 2.9 exibe imagem de projeto do módulo de geração de energia elétrica 
do navio plataforma P-50, composto por quatro turbogeradores principais de potência 
instalada de 25 MW cada. Além disso, a embarcação conta com um motogerador 
auxiliar de 3,75 MVA e um motogerador de emergência de 2,5 MVA. Essas potências 
são típicas para navios plataforma (FPSO), (OLIVEIRA, 2013). 
 
Figura 2.9 Imagem de projeto de geração de eletricidade da P-50. 
Adaptado de (PETROBRAS, 2015) 
 
 Sistema de Alívio de Hidrocarbonetos na Atmosfera (Flare) 
Este sistema tem duas funções básicas: descarga e/ ou queima do excesso de gás 
da planta, quando há um excesso, por motivos de segurança; além de receber e 
24 
 
direcionar o gás e vapores expelidos a partir de dispositivos de segurança quando ocorre 
uma sobre pressão. 
Normalmente a descarga contínua de gás no ambiente ou sua queima, é evitado 
principalmente por restrições ambientais 
 
 Descrição da FPSO estudada 
A planta de processamento de óleo e gás avaliada neste projeto é de uma FPSO 
brasileira prevista para exploração do pré-sal. Toda descrição da plataforma neste item 
é baseada na especificação técnica de bases de projeto para FPSO por (PROJETO BG-
18, 2014). 
Esta conta com capacidade para processar 24000 m³/d de líquido com BS&W 
máximo de 80%, capacidade de movimentação e tratamento de gás natural de 6000000 
Sm³/d, exportação de óleo de 24000 m³/d, capacidade para tratamento de água produzida 
de 19000m³/d e capacidade para injeção de água do mar de 28500 m³/d, 
O principal objetivo da operação em umaFPSO consiste na separação do fluido 
extraído dos poços de produção em óleo, gás e água de acordo com as especificações 
para exportação, para tratamentos adicionais necessários, ou descarte. A representação 
básica da operação da FPSO avaliada é representada na Figura 2.10. 
 
Figura 2.10 Descrição dos principais processos em uma FPSO. 
25 
 
As características físicas e químicas do óleo cru e do gás variam de acordo com 
cada campo de exploração, influenciando o processo de beneficiamento do produto 
assim como as condições da planta de produção. 
2.1.2 Descrição dos fluxos 
Na análise da FPSO, os fluxos de produção desta iniciam-se pelo sistema de 
coleta. O arranjo do sistema de coleta conta com risers (duto que conecta o poço à 
plataforma e tem funções diversas como movimentação de fluidos e sistemas de controle 
e monitoramento) com diferentes configurações e aplicações em suas diferentes 
operações, como nos poços produtores, poços injetores (WAG) para injeção de água e 
gás, oleodutos (exportação) e gasodutos (exportação e importação). 
O sistema de coleta prevê a conversão de poços produtores em injetores (WAG), 
devido às incertezas de arranjo submarino e de reservatório, o projeto da FPSO deve ter 
flexibilidade para conversão de todos os poços produtores em injetores e vice-versa, sem 
necessidade de obra a bordo. 
Os processos da unidade de coleta e separação podem ocorrer segundo três 
modos distintos de operação segundo as características do fluxo extraído do poço 
prospectado: 
- Condição de máxima quantidade de água e CO2. 
-Condição de máxima quantidade de mistura óleo e gás. 
-Condição de 50% de BSW. 
O Sistema de Separação da FPSO avaliada apresenta quatro estágios de 
separação, sendo o primeiro através de um vaso de separação trifásica, sem aquecedores 
ou trocadores de calor instalados à montante. Entre o primeiro e o segundo estágio de 
separação devem ser inseridos os pré-aquecedores do óleo e os aquecedores de 
produção. O terceiro estágio de separação ocorre em um precipitador eletrostático. O 
quarto estágio de separação deve ser constituído de um separador bifásico. 
Os principais fluxos dos processos da FPSO analisadas serão discutidos adiante 
para um melhor entendimento da operação completa. A Tabela 2.1 apresenta as 
características e composição de cada escoamento. 
26 
 
Tabela 2.1 Características dos Fluxos 
Adaptado de: (PROJETO BG-18, 2014) 
 
Os fluxos após os processos da unidade de Coleta e Separação são representados 
na Figura 2.11. O fluxo 00007 é constituído de água residual da etapa de Coleta e 
Separação, após esta etapa é bombeado para a unidade de Produção de Água. 
Figura 2.11 Descrição dos processos. 
27 
 
Os fluxos 00001 e 00044 são gases com concentração elevada de vapor de água, 
estes são destinados à etapa de Recuperação de Vapor. Na etapa de Recuperação de 
Vapor, estes fluxos são agregados a 00002 (gás retornando do processo de Controle do 
Ponto de Orvalho) são conduzidos para duas etapas de purificação do gás. O produto 
final desta etapa é o fluxo 00012. 
A mistura de gases do fluxo 00004, composto em sua quase totalidade por CO2 
e metano, com apenas 0,1% de vapor de água, é destinado assim como 00012 à planta 
de gás na etapa inicial de Compressão de Gás 
A planta de processamento e compressão de gás deve ser capaz de operar 
emquatro modos de operação distintos, conforme abaixo: 
Modo A: By-pass das membranas com injeção de todo o gás 
Durante a operação neste modo, o suprimento de gás combustível deve ser 
coletado a partir do gasoduto exportador. O gás estará sendo injetado em alguns poços 
injetores e água estará sendo injetada em outros. A injeção de água e de gás será 
intercalada entre os poços injetores, por períodos pré-estabelecidos. A capacidade 
máxima requerida de injeção de água, para este modo de operação corresponde a 70% 
da capacidade máxima de vazão. 
Modo B: Exportação de gás natural e injeção de CO2 
Neste modo de operação, o gás natural deve ter a concentração de CO2 reduzida 
para um teor máximo de 3 % (vol/vol). O gás natural disponível após o tratamento e 
remoção de CO2 deve ser exportado. 
A corrente de CO2 permeada através das membranas deverá ser re-injetada em 
reservatório, por meio de no mínimo dois poços disponibilizados para esta injeção. A 
pressão de injeção da corrente de permeado do CO2 pode variar de acordo com a vazão 
e com o teor de CO2, sendo que o sistema deve ser projetado para permitir a pressão de 
injeção de até 45.000 kPa(abs). 
Modo C: Injeção de gás natural e injeção de CO2 – poços separados 
Neste modo de operação, além da exportação, as correntes de gás natural e de 
CO2 separadas pelo sistema de remoção de CO2 deverão ser injetadas em poços 
distintos. A segregação das correntes de injeção deverá ser feita em dois diferentes 
28 
 
headers: um para a corrente rica em gás natural e outro para a corrente de permeado do 
CO2. Um compressor do sistema de compressão C deverá injetar a corrente de gás 
natural a pressão de até 55.000 kPa(abs) e o outro compressor deverá injetar a corrente 
de CO2 à pressão de até 45.000 kPa(abs). 
Modo D: injeção de parte do gás natural com by-pass parcial das membranas 
Neste modo de operação, além da exportação (com tratamento do gás pelas membranas), 
uma parte do gás que sai da descarga da compressão principal A poderá ser direcionado 
ao by-pass das membranas para injeção direta no reservatório. 
Esse modo não deverá ser dimensionante para nenhum sistema, como demanda 
elétrica, vazões de projeto, etc. Nenhum modo de operação acima descrito é 
predominante sobre o outro e a planta deve estar preparada para operar por longos 
períodos em modo único, ou mudar de modo de operação, em conformidade com a 
necessidade. 
Para determinação da demanda elétrica e definir o sistema de geração elétrica 
deverão ser considerados os seguintes casos: 
1. No modo de operação A (by-pass das membranas de remoção de CO2), onde 
todo o gás hidrocarboneto contaminado com CO2 disponível na saída da 
planta será injetado no reservatório, deverá ser considerada 70% da 
capacidade de vazão máxima de injeção de água no reservatório; 
2. Durante o modo de operação da planta para atender a exportação de gás, 
com a injeção somente da corrente de CO2 no reservatório para disposição, 
deverá ser injetada 100% da vazão máxima de injeção de água no 
reservatório. 
3. Os Modos de operação C e D não deverão ser dimensionantes para o sistema 
elétrico. 
Segundo uma descrição sumária do alinhamento dos sistemas de movimentação e 
tratamento do gás, a configuração da planta de gás pode ser descrita seguindo a 
sequência de operações: 
1- Compressão Principal; 
2- Desidratação por peneiras moleculares; 
3- Ajuste do ponto de orvalho; 
29 
 
4- Remoção de CO; 
5- Lado do Gás Natural: 
5a- Compressão Principal de Exportação; 
5b- Compressão Combinada operando com injeção de Gás Natural; 
6- Lado da Corrente de CO2: 
6a- Compressão de CO2; 
6b- Compressão Combinada operando com injeção de CO2. 
A planta de processamento e compressão de gás é representada pela Figura 2.12. 
O fluxo 00011, posterior à unidade de Compressão Principal, é destinado ao processo 
de desidratação do gás. Esse processo é efetuado através da adsorção por peneiras 
moleculares, contendo no mínimo três vasos da mesma dimensão, previamente o gás 
passa por um filtro coalescedor instalado à montante das peneiras moleculares para 
protegê-las contra carregamento de líquido. O fluxo resultante (00033), prossegue para 
a unidade de Ajuste do Ponto de Orvalho. A caracterização da composição e 
característica de cada fluxo é apresentada na Tabela 2.2 
 
 
Figura 2.12 Planta de processamento de gás. 
 Na unidade de Remoção de CO2 o gás passa por um processo de permeação por 
membranas, projetadas para o requisito de teor de CO2 máximo no gás tratado de 3% 
(vol/vol).30 
 
Esta unidade conta com os quatro tipos de operação citadas anteriormente: 
- Modo A: com by-pass da unidade e todo gás sendo injetado; 
-Modo B: exportação do gás segundo as especificações, e injeção do CO2 
permeado no processo; 
- Modo C: exportação parcial do gás segundo as especificações, e injeção 
do gás tratado e de CO2 permeado, mas em poços diferentes; 
-Modo D: Tratamento de parte do gás, apenas para atender a unidade de 
Gás Combustível, e by-pass do restante do gás para injeção. 
 Após essa etapa, e segundo sua condição de operação, os fluxos 00019 e 00109 
são encaminhados para a unidade de Compressão e Exportação, o fluxo 00037 é 
destinado à etapa de Injeção de Gás e o 00020 para unidade de Gás Combustível. 
 Na unidade de Compressão e Exportação ocorre duas etapas de compressão e 
atua em duas diferentes condições, segundo os modos de operação dos processos 
antecessores. No “Modo A” o fluxo de gás que sofreu by-pass na unidade de remoção 
de CO2 é diretamente encaminhado para unidade de Injeção de Gás. No “Modo B” a 
corrente de gás chega a unidade após o processo de remoção de CO2, sendo destinada à 
exportação ou ao processo de lifting. As características do fluxo 00030 refere-se ao 
“Modo B”. 
A etapa de Compressão de CO2 deve ser capaz de comprimir a corrente de CO2 
permeado nas membranas. A montante desta etapa, deverá ser instalado um vaso de 
separação de condensado. O condensado deve ser encaminhado para o sistema de 
Drenagem. A corrente 00037, posterior a esta unidade, é destinada à injeção. 
 No sistema de Injeção de Gás ocorre a compressão para injeção combinada de 
gás tratado e CO2. Assim como na etapa anterior, a seu montante deve ser instalado um 
vaso de separação de condensado. 
As correntes 00004, 00020 e 00031 são as entradas da unidade de Gás 
Combustível. Durante o modo de operação da planta de gás, com a remoção de CO2 
através do sistema de membranas, o gás combustível deve ser tomado no lado do gás 
natural, a jusante das membranas. O gás combustível também pode ser coletado de 
31 
 
qualquer interestágio ou à jusante do sistema de compressão de exportação, caso uma 
pressão maior seja requerida pelos fabricantes das Turbinas. 
Durante o modo de operação by-pass das membranas e re-injeção de todo o gás, 
deverá ser previsto a continuidade do consumo de gás combustível pela plataforma, 
dessa forma, o projeto deverá considerar a hipótese de enviar para as membranas apenas 
o volume necessário do gás combustível (necessário prever válvula regulável para 
controlar a vazão de gás a direcionar para as membranas). Deverá ser considerada 
também a coleta do gás tratado do gasoduto de exportação pressurizado pelo suprimento 
de gás de outros FPSOs. 
32 
 
Tabela 2.2 Características dos fluxos da planta de gás. 
Adaptado de: (PROJETO BG-18, 2014) 
33 
 
 Ciclo Rankine Orgânico (ORC) 
A geração de energia elétrica por meio de absorção de calor é uma forma bem 
estabelecida de conversão de energia, cujo ciclo termodinâmico mais explorado é o ciclo 
convencional de Rankine. Porém o aproveitamento de fontes de calor inferiores a 400°C 
inviabiliza a utilização do ciclo convencional de Rankine devido sua baixa eficiência 
nestas condições, aumentando consideravelmente os custos de geração. 
O ciclo Rankine orgânico (ORC) é uma alternativa de tecnologia mais eficiente 
para conversão de baixas e médias temperaturas para geração de eletricidade a pequena 
e microescala. Esta tecnologia permite o aproveitamentodos recursos energéticos, 
contando com sistemas menores e com elevado desempenho econômico. 
O ORC possui o mesmo princípio de operação que o ciclo convencional, 
composto por seus componentes principais: bomba, evaporador, turbina e condensador. 
O diferencial entre os ciclos é o fluido de trabalho utilizado, onde o ciclo convencional 
de Rankine opera utilizando água e o ORC utiliza hidrocarbonetos ou fluidos 
refrigerantes que lhe confere características diferenciadas. 
Os fluidos de trabalho em um ciclo ORC apresentam baixo ponto de ebulição e 
um calor latente de vaporização inferior ao da água, permitindo uma evaporação a 
temperaturas mais baixas, o que proporciona melhor aproveitamento do calor cedido 
pela fonte quente, e evidencia seu uso para o aproveitamento de fontes de baixas e 
médias temperaturas. (SILVA, 2010) . 
Em resumo o fluido orgânico de trabalho pressurizado é aquecido até a condição 
de vapor saturado, e expande-se na turbina para produzir trabalho útil. O vapor de 
exaustão da turbina é descarregado no condensador com pressão relativamente baixa. 
No condensador há transferência de calor do vapor do fluido de trabalho para o fluido 
de arrefecimento escoando separadamente. O vapor é condensado e a temperatura do 
fluido de arrefecimento aumenta. O líquido condensado deixa o condensador e é 
bombeado do condensador para o evaporador a uma pressão mais elevada. No 
evaporador o fluido de trabalho completa o ciclo, sendo aquecido até a saturação e 
evaporado. 
Deve ser garantido na saída da turbina uma qualidade do fluido de trabalho 
superior à 90% de vapor, esta é uma prática comum para se garantir que o fluido de 
34 
 
trabalho não esteja na condição de líquido ao passar pelas pás da turbina. O impacto das 
gotículas de líquidos nas pás da turbina pode causar a erosão destas, resultando em uma 
diminuição da eficiência da turbina e em uma necessidade maior de manutenção. 
 Neste caso é comum o uso do superaquecimento, que define a energia 
adicional somada por transferência de calor para o vapor do fluido de trabalho, trazendo-
o para a condição de vapor superaquecido. A operação do ciclo ORC pode ser 
representada como:1-2: Compressão do líquido realizado pela bomba. 
 2-3: Recebimento de calor de aquecimento (sensível). 
 3-4: Recebimento de calor latente de vaporização à pressão P2. 
 4-5: Recebimento de calor do superaquecedor. 
 5-6: Expansão na turbina com produção de trabalho. 
 6-1: Rejeição de calor no condensador. 
 
Adaptado de (CHEN et al., 2010) 
 
O sistema ORC possui a capacidade de operar com diferentes formas de fontes de calor 
de baixa qualidade para gerar energia, as principais fontes empregadas são: 
 Energia solar (TCHANCHE et al., 2010; WANG et al., 2010; 
HE et al., 2012); 
Figura 3.1 Ciclo Rankine Orgânico. 
35 
 
 Energia geotérmica (MAGO, PEDRO J. et al., 2008; GUO et al., 2011; 
SHENGJUN et al., 2011); 
 Combustão de biomassa (CHINESE et al., 2004; AL-SULAIMAN et al., 
2011; ALGIERI; MORRONE, 2012). 
 Recuperação de calor de processos industriais (QUOILIN et al., 2011; 
PIEROBON; NGUYEN, T.-V.; et al., 2013; ZHANG et al., 2014); 
Tratando-se de um ciclo de aproveitamento de fontes de calor de baixa e média 
temperatura, o ciclo Rankine orgânico opera entre 60 a 200°C para fontes de baixa 
temperatura, podendo atingir os 350°C no caso de fontes de calor de alta temperatura 
(YAMAMOTO et al., 2001). 
Estas fontes de energia podem ser classificadas em função de sua temperatura em: 
 Fontes de baixa temperatura: geralmente ar e água com temperaturas 
inferiores a 200 °C, por exemplo, a energia geotérmica e a água utilizada para 
aquecimento e arrefecimento em processos industriais. 
 Fontes de média temperatura: como ar, gases de exaustão e água com 
temperaturas entre 200 – 300 °C, por exemplo, vapor utilizado em algumas indústrias 
químicas e papel e celulose ou ar e gases de combustão dos processos de fabricação de 
cimento. 
 Fontes de alta temperatura: gases de exaustão com temperaturas 
superiores a 300 °C, por exemplo, os gases de exaustão dos processos de geração de 
eletricidade em motores de combustão interna, turbinas a gás e caldeiras de biomassa. 
A geração de energia elétrica em sistemas ORC varia entre poucos quilowatts, geração 
e microescala, mas podendo chegar a uma faixa de 1-10 MW (BRANCHINI et 
al. , 2013). A faixa de operaçãoda geração de energia elétrica é restringida 
principalmente pela viabilidade econômica para aproveitamento de fontes de calor de 
baixa temperatura. 
 Desempenho do Ciclo ORC 
Atualmente, pode-se considerar que o ciclo ORC é uma tecnologia com alto grau 
de maturidade que cresce continuamente, motivada principalmente, pelos custos de 
operação associados ao consumo de energia primária e legislações ambientais mais 
rigorosas. 
36 
 
Esta afirmação pode ser verificada pelo grande número de pesquisas que estão 
sendo desenvolvidas nesta área. Na maioria delas são realizadas extensas análises 
termodinâmicas de diferentes ciclos e fluidos de trabalho, focados em desenvolver 
sistemas energéticos cada vez mais eficientes através da seleção mais apropriada do 
fluido orgânico de trabalho e do ótimo conjunto de parâmetros de operação. 
Além disto os ciclos ORC não são apenas objeto de estudos de laboratório, 
segundo KANG (2012) mais de cem plantas ORC estão em operação para gerar 
eletricidade comercialmente . 
As investigações a respeito do ORC se baseiam basicamente nos aspectos de: 
 Seleção do Fluido de Trabalho. 
 Análise Termodinâmica. 
 Análise de performance e integração dos componentes principais. 
 Sistemas ORC experimentais. 
 
3.1.1 Critérios de avaliação dos fluidos de trabalho 
A seleção do fluido de trabalho é largamente avaliada em diversas publicações 
científicas e é considerada um dos critérios mais importantes de análise em um ciclo 
ORC. A maioria dos trabalhos compara uma seleção de fluidos de trabalho, operando 
sobre um modelo termodinâmico proposto, avaliados de acordo com sua performance 
termodinâmica. 
A seleção do fluido de trabalho é um ponto crítico para obter eficiência térmica 
elevada, bem como a utilização ótima da fonte de calor disponível. Além disso, o fluido 
de trabalho orgânico deve ser cuidadosamente selecionado com base em alguns 
indicadores a serem descritos: 
 Desempenho termodinâmico; 
 Curva de vapor saturado; 
 Questões ambientais, 
 Saúde e segurança, 
 Disponibilidade comercial e custo. 
 
37 
 
Estes critérios são adotados por diversos autores na literatura. 
3.1.1.1 Performance Termodinâmica 
A eficiência do ciclo e/ou a potência gerada são geralmente os parâmetros 
avaliados neste critério. Visa-se a maximização destes parâmetros segundo a fonte de 
calor ou temperatura disponível no evaporador. 
Propriedadestermodinâmicas, como pressão crítica, temperatura crítica, massa 
específica, calor latente de vaporização, calor específico, entre outras, devem ser levadas 
em conta no momento de selecionar o fluido de trabalho, uma vez que estas propriedades 
influenciam diretamente a capacidade do sistema térmico para recuperar energia da 
fonte de calor, no tamanho dos trocadores de calor e no consumo de energia dos sistemas 
auxiliares 
A performance termodinâmica depende de um número de interdependentes 
propriedades termodinâmicas dos fluidos de trabalho e devem ser levados em conta para 
a seleção do fluido de trabalho. Diversos autores listam as principais propriedades 
termodinâmica a serem verificadas para avaliação do desempenho do ciclo ORC e suas 
recomendações (DRESCHER; BRÜGGEMANN, 2007; QUOILIN; LEMORT, 2009; 
CHEN et al., 2010; HE et al., 2014) : 
 O calor específico do fluido de trabalho deve ser baixo pois isso confere 
uma linha de vapor saturado perto de vertical (PAPADOPOULOS et al., 2010). 
 A massa específica dos fluidos deve ser elevada, tanto na fase de líquido 
e vapor, resultando em menor vazão mássica e consequentemente menores 
equipamentos. Esta propriedade tem um impacto significativo no custo do sistema 
(PAPADOPOULOS et al., 2010; QUOILIN et al., 2012). 
 A temperatura de solidificação deve ser inferior à menor temperatura 
ambiente ao longo do ano, para evitar congelamento do fluido de trabalho 
(PAPADOPOULOS et al., 2010; QUOILIN et al., 2012). 
 Fluidos com menor viscosidade tanto na fase líquida quanto gasosa são 
preferíveis para propiciar maior coeficiente de transferência de calor e menores perdas 
por atrito nos trocadores de calor (PAPADOPOULOS et al., 2010; QUOILIN et al., 
2012). 
 Maior condutividade térmica proporciona maior coeficiente de troca de 
calor nos trocadores de calor (PAPADOPOULOS et al., 2010; QUOILIN et al., 2012). 
38 
 
 Ao contrário da água, os fluidos orgânicos costumam sofrer deteriorações 
químicas e decomposições à altas temperaturas resultando em corrosão do material, 
possibilitando a detonação e ignição do fluido. Por conseguinte, os fluidos devem ser 
termicamente e quimicamente estáveis para todas as pressões e temperaturas de 
operação, sendo que a temperatura máxima da fonte quente estará, portanto, limitada 
pela estabilidade a alta temperatura do fluido de trabalho (QUOILIN et al., 2012). 
 Pressões muito elevadas têm um impacto negativo sobre a viabilidade do 
ciclo, uma vez que aumentam os riscos de operação, requerem estruturas e equipamentos 
mais resistentes, acrescentam complexidade ao ciclo e incrementam os custos de 
investimentos e de manutenção da instalação. Portanto para que um pequeno sistema 
tenha um custo aceitável, a pressão no evaporador deve ser limitada a valores da ordem 
de 2 a 3 MPa (QUOILIN et al., 2013). 
A análise destes parâmetros que influenciam a performance termodinâmica é 
extensamente discutida nos estudos de ORC. Porém as considerações em relação a cada 
uma destas revelam algumas conclusões opostas entre autores. Neste aspecto, a maior 
inconsistência ocorre a respeito de duas importantes propriedades: Calor específico e 
calor latente de evaporação. YAMAMOTO et al. (2001) apontam que os fatores mais 
importantes para avaliar a potência gerada na turbina é a temperatura do fluido na 
entrada da turbina, a razão de pressão do ciclo e vazão mássica. Para maiores vazões 
mássicas o ciclo deveria operar com fluidos de baixo calor latente. MAIZZA e 
MAIZZA (1996) por outro lado, apontam alto calor latente e baixo calor específico 
como características apreciáveis para absorção de calor durante a evaporação. 
HUNG et al. (2010) conclui que fluidos com calor latente elevado proporcionaria 
maior eficiência na recuperação de calor em ORC, e fluidos com baixo calor específico 
deveriam ser adotados para reduzir a carga no condensador. Já TCHANCHE et al. 
(2011) indica que fluidos devem ter alto calor latente de vaporização e alto calor 
específico. 
 Para avaliar a influência do calor latente e calor específico no trabalho produzido 
na turbina, CHEN et al. (2010) propõem uma formulação assumindo os fluidos como 
gás ideal e conclui que fluidos com maior calor latente e menor calor específico geram 
maior trabalho específico. Em uma outra proposição WANG et al. (2013) apresentam 
uma formulação para avaliar esses parâmetros e concluem que maior calor latente e 
menor calor específico são preferíveis avaliando a eficiência térmica do ciclo. 
39 
 
A seleção do fluido de trabalho é essencial para o desempenho eficiente do ciclo 
ORC, intrinsicamente ligada às propriedades termodinâmicas do fluido. Os critérios de 
seleção dos fluidos são muito discutidos e apresentam contradições entre autores. Na 
pratica não há um fluido de trabalho que possua todas características que favoreçam o 
desempenho termodinâmico do ciclo. Em suma, não existe o fluido de trabalho ideal, 
motivo pelo qual exige-se uma análise detalhada que reúna o maior número de vantagens 
para diferentes fluidos de trabalho. 
HE et al. (2014) discute que contradições na análise da influência de alguns 
parâmetros em pesquisas de ORC devem-se principalmente às condições diferentes da 
fonte de calor avaliada por cada pesquisador, e às diferenças no critério de avaliação de 
performance do ciclo. Os autores propõem para estudos de recuperação de calor de baixa 
temperatura, uma metodologia a fim de se evitar essas contradições na seleção do